РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 622.276.43
© Коллектив авторов, 2014
Методика совершенствования системы разработки при заводнении на примере Верх-Тарского месторождения
В.Н. Нестеров, к.т.н. (ОАО «НК «Нефтиса»), А.В. Барышников, к.т.н, (ЗАО «Уралнефтесервис»), Д.Р. Галеев
(ОАО «Новосибирскнефтегаз»),
Л.С. Бриллиант, к.т.н.,
А.С. Завьялов, А.В. Кибирев
(ЗАО «ТИНГ»)
Адрес для связи: nesterovVN@neftisa.ru
Ключевые слова: коэффициент извлечения нефти, коэффициент охвата, плотность сетки, заводнение, прокси-модель, оптимизация, планирование геолого-технических мероприятий, взаимовлияние, месторождение.
Technique to improve the system of development during flooding by the example of Verkh-Tarskoye field
V.N. Nesterov (Neftisa NK OJSC, RF, Moscow),
A.V. Baryshnikov (Uralnefteservis CJSC, RF, Perm),
D.R. Galeev (Novosibirskneftegaz OJSC, RF, Novosibirsk),
L.S. Brilliant, A.S. Zavialov , A.V Kibirev (TING CJSC, RF, Tyumen)
E-mail: nesterovVN@neftisa.ru
Key words: oil recovery rate, sweep efficiency, the grid density, flooding , the proxy model, optimization, planning of the geological and technical measures , interference , field.
The problems of reducing the cost of drilling and wells operating always remain relevant at an oil fields development. An approach to solving the problem for the improvement of the development system through a combination of measures aimed at optimizing well spacing and waterflood system optimization by the example of Verkh-Tarskoye field is considered.
Разработка Верх-Тарского нефтяного месторождения характеризуется разбуриванием пласта Ю1 излишне редкой сеткой скважин - плотностью 56 га/скв. В этих условиях отбор нефти составляет 53 % начальных извлекаемых запасов (НИЗ), обводненность продукции уже достигла 90 %. По предварительным оценкам коэффициент извлечения нефти (КИН) низкий и в перспективе не превысит 0,27. Очевидно, что потребуются дополнительные меры по доизвлечению около 10 млн. т остаточных запасов нефти путем бурения скважин и организации заводнения на длительно разрабатываемых участках.
Для того, чтобы определить, как оптимизировать процесс доизвлечения остаточных запасов нефти, площадь месторождения была разделена на блоки. При сопоставимых геолого-физических характеристиках коллекторов на прогнозируемый КИН существенно влияет плотность сетки скважин, которая изменяется по блокам от 40 до 140 га/скв. Даже при проведении гидроразрыва пласта (ГРП) в 95 % скважин добывающего фонда (предполагалось, что ГРП заменит бурение новых скважин) не удалось достигнуть ожидаемых коэффициентов охвата и, следовательно, КИН (рис. 1). Без сомнения, сетки скважин необходимо уплотнять, что нужно было выполнить уже на начальной стадии освоения месторождения [1-3].
Кроме геолого-гидродинамических моделей - инструмента для решения задач по оптимизации разработки, существуют некоторые условия, являющиеся общими для пластовых, сводовых залежей: локализация остаточных запасов нефти в куполовидных поднятиях, осложняющих структурный план месторождения [4]. В совокупности с методами 3D моделирования авторами выполнены исследования структурного плана месторождения, которые показали, что поверхность залежи ослож-
Проектная плотность сетки скважин
*
Груп ГН 1 ^ * у - £,3137х0,713 /?г= 0,8007
\ 1
Группа 2 |
| ГрулпаЗ |
20 40 ВО 80 100 120 140 160 Плотность сетки, га/скв
Рис. 1. Зависимость расчетного коэффициента охвата от плотности сетки скважин
нена восемью куполовидными поднятиями (рис. 2). Площадь их основания изменяется от 2506 тыс. до 15838 тыс. м2, плотность начальных геологических запасов - от 2 тыс. до 8 тыс. т/га (табл. 1).
По сути на поздней стадии обводнения Верх-Тарское месторождение оказалось разделенным на островки, окруженные пластовой водой - мелкие водоплавающие залежи, которые приурочены к куполовидным поднятиям. Коэффициенты нефтенасыщенности достигают максимальных значений, в прогибах подвижная нефть отсутствует (табл. 2). Бурение горизонтальных скважин в сводовой части локальных структур является безальтернативным решением по вовлечению остаточных запасов нефти в разработку. Расчеты показывают, что несмотря на то, что обводненность месторождения весьма высокая, при бурении горизонтальных скважин в куполовидных поднятиях можно получить притоки нефти дебитом до 150 т/сут. Для сравнения текущий дебит нефти по месторождению равен 13 т/сут. Сопоставление
менты приконтурного заводнения на выявленных микроловушках.
В общем случае система заводнения Верх-Тарского месторождения оптимизируется в три этапа: выбор оптимальных режимов нагнетания; увеличение числа нагнетательных скважин; перераспределение закачки воды и отборов жидкости с целью минимизации затрат и наращивания добычи нефти. Вопросы выбора давления нагнетания рассмотрены в работе [5], где на основе изучения техногенной трещиноватости обоснован оптимальный режим закачки, предполагающий ограничение забойного давления скважин до 38 МПа более чем в 60 % фонда нагнетательных скважин.
Задача перераспределения кинематики потоков решается с использованием методики построения прокси-модели месторождения. Она основана на расчете коэффициентов взаимовлияния, характеризующих зависимости дебита жидкости и обводненности продукции добывающих скважин от приемистости окружающих нагнетательных скважин. Корреляции показателей работы скважин можно установить, используя исключительно первичную промысловую информацию - данные ежедневных замеров («шахматки»). Переход от анализа взаимовлияния скважин к оптимизации системы заводнения состоит из формирования многомерных нейросетевых зависимостей.
Алгоритм прокси-модели учитывает историю геолого-технических мероприятий (ГТМ), отдельные события по скважинам, поддерживает «фильтрацию» первичных данных динамики («шахматки») и предоставляет возможности для решения оптимизационных задач по перераспределению отборов жидкости и закачки воды с целью снижения обводненности продукции скважин и увеличения добычи нефти. Результаты расчетов характеризуют базовые показатели скважин, которые служат основой для планирования ГТМ. Качество прогноза поддерживается процессом обучения нейронных сетей по мере обновления первичных данных, отражающих положительные тренды в показателях эксплуатации скважин. Закрепление и тиражирование успеха - главная задача процесса актуализации параметров прокси-модели.
Результаты прокси-моделирования и экономического анализа являются основой для решения оптимизационных задач. Прокси-модель предоставляет оптимальные дебиты нефти, жидкости и объемы закачки воды для каждой добывающей и нагнетательной скважины, кото-
Таблица 1
Рис. 2. Карта структурных элементов - куполовидных поднятий 1-8 Верх-Тарского месторождения
результатов гидродинамического моделирования и структурного анализа показывает, что структурный план помогает правильно размещать новые добывающие скважины. В соответствии с установленными закономерностями в структурных поднятиях предложено разместить большую часть новых добывающих скважин, увеличив при этом коэффициент охвата от 0,46 до 0,71. Это позволит дополнительно извлечь 8,6 млн. т остающихся в недрах запасов нефти.
Увеличение числа скважин вызывает необходимость усиления системы заводнения. Существует ряд исследований, которые касаются проблемы размещения нагнетательных скважин в условиях интенсивного заводнения нефтяного пласта [4]. Исходя из этих исследований нагнетательные скважины следует размещать на минимальных отметках структурной поверхности - в областях локальных прогибов, формируя таким образом эле-
Номер элемента Площадь, м2 Амплитуда, м Геологические запасы, тыс. т Текущие извлекаемые запасы, тыс. т Дебит нефти, т/сут NPV, млн. руб. Ранг
1 5399 7,2 2303 1030 32.6 701 5
2 7839 5,5 4147 1265 22.3 487 6
3 6123 5,4 6060 1315 35.8 802 4
4 2506 7,2 813 319 15,0 71 8
5 15838 4,5 12972 3363 33.2 1515 3
6 13461 5,0 13093 3201 55.3 2340 1
7 7181 5,1 6372 1896 72.1 1879 2
8 5029 2,0 2583 1108 18.5 353 7
Таблица 2
Тип структуры Амплитуда, м Нефтенасыщенная толщина, м Коэффициент нефтенасыщенности начальный 1 текущий Плотность запасов, тыс. т/га начальная 1 текущая Удельная добыча нефти, тыс. т/скв.
Прогиб -4,9 7,3 0,547 0,393 3,7 1,9 80,8
Купол 6,1 9,3 0,581 0,446 5,5 4,0 104,3
рые служат ориентиром для планирования ГТМ. По результатам итерационных расчетов формируются помесячный профиль добычи нефти и программа ГТМ сначала по скважинам, затем по участкам и объекту в целом.
Распределение коэффициентов взаимовлияния скважин Верх-Тарского месторождения, рассчитанных с помощью прокси-модели, представлено на рис. 3. Из него видно, что пластовая система обладает высокой дифференциацией по характеру взаимодействия, устойчивые отклики на изменение режимов работы нагнетательных скважин наблюдаются в 65 % добывающих скважин.
Параметры взаимовлияния скважин отражают объективную геологическую неоднородность пласта. Это находит подтверждение при сопоставлении коэффициентов взаимовлияния скважин с результатами трассер-ных исследований (рис. 4). Разломная тектоника, установленная по данным сейсмических исследований, является своеобразным индикатором корректности вычислений. В частности, на примере скв. 186 (см. рис. 4) показано, что амплитудное тектоническое нарушение является непроводимым как по результатам трассерных исследований, так и по методике оценки характера взаимовлияния добывающих и нагнетательных скважин. В общем случае подтверждаемость разломной тектоники по данным эксплуатации скважин превышает 80 %.
Установленные закономерности взаимовлияния скважин создают возможности для расчета такого важнейшего параметра, характеризующего эффективность системы поддержания пластового давления (ППД), как удельная доля закачки воды, транспортируемой от нагнетательной скважины к добывающей, по сути определения поскважинной компенсации Ккомп = F(Qж, &взл) (0ж - добыча жидкости по скважине, 0 - закачка воды, &взл - коэффициент взаимного влияния).
Для проверки результатов расч
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.